VALDECIR DA COSTA DE LIMA
ESTUDO DA IMPLEMENTAÇÃO DE INDICADORES DE FALTA EM UM
ALIMENTADOR RURAL
Ijuí 2018
ESTUDO DE IMPLEMENTAÇÃO DE INDICADORES DE FALTA EM UM
ALIMENTADOR RURAL
Trabalho apresentado à graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUI, como requisito final para obtenção do título de Engenheiro Eletricista.
ORIENTADOR: Me. ENG. SANDRO ALBERTO BOCK
Ijuí 2018
ESTUDO DA IMPLEMENTAÇÃO DE INDICADORES DE FALTA EM UM
ALIMENTADOR RURAL
Este Trabalho de Graduação foi julgado adequado para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista e aprovado em sua forma final pela Comissão Examinadora e pelo Colegiado do Curso de Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUI.
Banca Examinadora:
__________________________________________________ Me. Eng. Sandro Alberto Bock – DCEEng / Unijuí
__________________________________________________ Me. Eng. – Taciana Paula Enderle – DCEEng / Unijuí
A minha mulher Aline, a minha mãe Vanusa e ao meu pai Paulo (in memoriam), que dedico esta conquista.
Primeiramente agradeço a Aline, minha mulher, que enquanto eu estava na universidade tomava conta das crianças, meus filhos Nícolas e Nátali.
Agradeço ainda aos meus pais, Vanusa e Paulo (in memoriam) que sempre me incentivaram a estudar e me educaram e foram responsáveis pela pessoa que sou hoje.
Não posso deixar de agradecer aos colegas George, Miguel, Everton, Darlei, Marcos, Rafael e Fernando pelos bons momentos passados juntos nas aulas, assim como em momentos fora do âmbito acadêmico, o que proporcionou uma amizade para além da universidade.
Agradeço também ao meu orientador Me. Eng. Sandro Alberto Bock, que sempre se mostrou muito prestativo quando solicitado.
Aos colegas de trabalho também agradeço imensamente, pois sempre que preciso, trocavam de turno de trabalho para que eu pudesse estudar. Um agradecimento especial aos Eng. Eletricista Mateus Trevisol, Eng. Eletricista João F. Costa e Eng. Eletricista Bráulio Schussler, que me auxiliaram no desenvolvimento do trabalho.
“O período de maior ganho de conhecimento e experiência é o período de maior dificuldade na vida de cada um”.
LIMA, Valdecir da Costa de. Estudo da implementação de indicadores de falta em um alimentador rural. 2018. Trabalho de Conclusão de Curso. Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Regional do Noroeste do Estado do Rio Grande do Sul – UNIJUÍ, Ijuí, 2018.
Com a crescente exigência de energia de boa qualidade e ininterrupta pelos consumidores e regras mais rígidas neste quesito cobradas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), as concessionárias e permissionárias de energia elétrica se veem obrigadas a traçar planos que atendam aos requisitos mínimos de qualidade do sistema elétrico. Este trabalho traz uma análise da proposta de instalação de dispositivos de falta (identificadores da passagem de corrente de curto-circuito por um determinado ponto) ao longo de um alimentador primário rural, tendo em vista que este dispositivo terá a função principal de identificar o trecho da rede primária que está com defeito permanente, com isso, reduzindo o tempo para a localização do problema pelas equipes plantonistas. O estudo da implementação dos dispositivos indicadores de falta (IF) tem a finalidade de comprovar a viabilidade econômica e resultados técnicos referentes à melhora dos indicadores de qualidade, redução da perda de receita pela Energia Não Distribuída (END) e por deixar de gerar energia elétrica na PCH Nilo Bonfanti, que é conectada ao sistema de distribuição. Para isso, será feito uma análise de um evento específico de defeito permanente que ocorrerá na rede de média tensão, sendo calculados os indicadores (DEC, DIC, DMIC e TMA) deste caso e todos os custos operacionais e comerciais envolvidos, fazendo uma análise posterior do mesmo caso levando em consideração a atuação do dispositivo proposto.
LIMA, Valdecir da Costa. Study of the implementation of lack indicators in a rural feeder. 2018. Course Completion Work. Course of Electrical Engineering, Regional University of the Northwest of the State of Rio Grande do Sul - UNIJUÍ, Ijuí, 2018. With the increasing requirement of good quality and uninterrupted energy by consumers and stricter rules in this area charged by the National Electric Energy Agency (ANEEL), electric power concessionaires and licensees are obliged to draw up plans that meet the minimum quality requirements of the electrical system. This work presents an analysis of the proposed installation of fault devices (short-circuit current passing through a given point) along a rural primary feeder, considering that this device will have the main function of identifying the part of the primary network that is permanently defective, thereby reducing the time for the location of the problem by the on-call teams. The study of the implementation of fault indicator devices (FIs) has the purpose of proving the economic viability and technical results related to the improvement of quality indicators, reduction of revenue loss by Non-Distributed Energy (NDT), and failure to generate electricity at the Nilo Bonfanti SHP, which is connected to the distribution system. For this, an analysis of a specific permanent defect event will be done in the medium voltage network, and the indicators (DEC, DIC, DMIC and TMA) of this case and all operational and commercial costs involved are calculated and analyzed later of the same case taking into account the performance of the proposed device.
Figura 1: Sistema Nacional Interligado ... 19
Figura 2: Sistema de Distribuição ... 20
Figura 3: Protótipo de Sinalizador de Falta ... 26
Figura 4: Equipamento que processa os dados da Falta e envia para o IHM ... 27
Figura 5: Exemplos de IFs - (a) Fabricante [Bowdens, 2018] e [Horstmann, 2018], (b) Fabricantes [Nortrol, 2018] e [SEL, 2018]...30
Figura 6: Rede MT com IFs ... 32
Figura 7: Indicadores de Falta Instalado nas Três Fases ... 33
Figura 8: Instalação do IF diretamente no condutor – Fabricantes (a) SEL e (b) Nortrol. 33 Figura 9: Instalação do IF ... 34
Figura 10: Representação do Sensor Indutivo ... 35
Figura 11: Corrente x tempo e Tensão x tempo em uma falta permanente ... 36
Figura 12: Sistema de Comunicação Remota dos IFs ... 37
Figura 13: Foto do RL-226 instalado na rede ... 52
Figura 14: Abrangência da rede MT estudada – Mapa de operação do sistema do COD . 53 Figura 15: Diagrama unifilar em que está inserido a rede do RL-226 ... 55
Figura 16: Diagrama Unifilar detalhado da rede MT do RL-226... 56
Figura 17: Barragem da PCH Nilo Bonfanti ... 59
Figura 18: Diagrama Unifilar da PCH Nilo Bonfanti ... 60
Figura 19: Pontos de Instalação dos IFs ... 68
Figura 20: Zoom do Anexo B ... 69
Tabela 1: Fabricantes/Modelos de Indicadores de Falta ... 30
Tabela 2: Relação de UC’s por Tipo e kWh ... 54
Tabela 3: Relação da potência instalada na MT e na BT ... 54
Tabela 4 : Mediana de Equipes por Processo ... 61
Tabela 5: Tempo de Inspeção por Trecho ... 63
Tabela 6: Tempo de Deslocamento Cronometrado ... 65
Tabela 7: Comparação dos Tempos Inspeção e de Deslocamento ... 65
Tabela 8: Registro de Manobras da Rede Troncal ... 70
Tabela 9: Tempo de manobra em horas e centésimos de hora ... 71
Tabela 10: Resultados dos cálculos do DIC, FIC, DMIC, DEC e FEC do processo ... 74
Tabela 11: Custo Operacional de Deslocamento por Veículo ... 76
Tabela 12: Custo por Equipe no Processo ... 76
Tabela 13: Exemplo da utilização do F_dem e do FM ... 82
Tabela 14: Fator Multiplicador (FM) ... 83
Tabela 15: Consumo Mensal Faturado por Trecho ... 84
Tabela 16: Estratificação de Consumo por Trecho e por Classe ... 84
Tabela 17: Cálculo da END ... 86
Tabela 18: Novos horários das Manobras ... 91
Tabela 19: Tempo de manobra em horas e centésimos de hora ... 91
Tabela 20: Resultado dos cálculos do DIC, FIC, DMIC e FEC ... 94
Tabela 21: Comparação dos Indicadores de Continuidade ... 94
Tabela 22: Novo Custo operacional de Deslocamento por Veículo ... 95
Tabela 23: Custo por Equipe/Custo Total ... 96
Tabela 24: Cálculo da END considerando os novos horários ... 97
Tabela 25: Comparativo de Custos ... 99
Tabela 26: Investimento Inicial ... 100
ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ANNEL Agência Nacional de Energia Elétrica
AT Alta Tensão BT Baixa Tensão
CERILUZ Cooperativa Regional de Energia e Desenvolvimento Ijuí Ltda COD Centro de Operação da Distribuição
DIC Duração Individual por Consumidores
DICRI Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por consumidor DMIC Duração Máxima Individual por Consumidor
DEC Duração Equivalente por Consumidor END Energia Não Distribuída
FM Fator Multiplicador F_dem Fator de Demanda
FIC Frequência Individual por Consumidor FEC Frequência Equivalente por Consumidor IF Indicadores de Falta
IND_CONT Indicadores de Continuidade
LED Ligth Emissor Diode – Diodo Emissor de Luz MT Média Tensão
QEE Qualidade da Energia Elétrica
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition SE Subestação
SED Subestação de Distribuição SEP Sistema Elétrico de Potência
TMAE Tempo Médio de Atendimento a Emergências TMD Tempo Médio de Deslocamento
TME Tempo Médio de Execução TMP Tempo Médio de Preparação UC Unidade Consumidora
1 INTRODUÇÃO ... 12 1.1 OBJETIVO GERAL ... 14 1.1.1 Objetivo Específico ... 14 1.1.2 Método de Abordagem ... 15 1.1.3 Técnicas de Pesquisa ... 16 1.2 JUSTIFICATIVA ... 16 1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ... 17
2 SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA ... 18
2.1 SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN) ... 18
2.2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ... 20
2.2.1 Tipos de Faltas em Redes de Distribuição ... 21
2.3 ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA ... 23
2.4 INDICADORES DE FALTA ... 25 2.4.1 Evolução ... 27 2.4.2 Parâmetros ... 28 2.4.3 Fabricantes e Modelos ... 29 2.4.4 Funcionamento ... 31 2.4.5 Instalação ... 32 2.4.6 Princípio de Funcionamento ... 34 2.4.7 Comunicação Remota ... 36
3 QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA ... 38
3.1 PRODIST - QUALIDADE DO SERVIÇO ... 38
4.1 REDE DE MÉDIA TENSÃO ... 52
4.2 PCH NÍLO BONFANTI ... 59
4.3 MAPEAMENTO DOS PROCESSOS ... 60
4.3.1 Número de Equipes por Processo ... 61
4.3.2 Tempo de Defeito ... 62
4.3.3 Tempo de Inspeção por Trecho de Rede ... 62
4.4 Tempo de deslocamento direto entre as chaves ... 64
5 ESTUDO DE CASO ... 66
5.1 PROJETO DOS PONTOS DE INSTALAÇÕES DOS IF’S ... 66
5.2 ANÁLISE DE CASO REAL ... 68
5.2.1 Cálculo dos Indicadores de Continuidade ... 69
5.2.2 Custos Operacionais ... 74
5.2.2.1 Custo de Deslocamento ... 75
5.2.2.2 Custo das Equipes ... 76
5.2.3 Custos Comerciais ... 77
5.2.3.1 Energia Não Distribuída (END) ... 77
5.2.3.2 Energia Não Gerada ... 87
5.3 ANÁLISE DE CASO REAL CONSIDERANDO OS IF’S ... 88
5.3.1 Cálculo dos Indicadores de Continuidade ... 91
5.3.2 Custos Operacionais ... 94
5.3.2.1 Custo de Deslocamento ... 95
6 ANÁLISE DOS DADOS E DA VIABILIDADE ... 99
7 CONCLUSÃO ... 102
7.1 CONSIDERAÇões FINAIS ... 102
7.2 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ... 103
REFERÊNCIAS ... 104
Apêndice A – Mapeamento dos processos dos defeitos permanentes ocorridos na rede MT estudada ... 106
Anexo A – Comprovante de conclusão de serviço do processo 3537/15 ... 108
Anexo B – registro de manobras – processo 3537/15 ... 109
Anexo C – custo de km rodado por veiculo – equipe de catuípe... 110
Anexo D - custo de km rodado por veiculo – equipe de Santo Augusto ... 111
Anexo E - custo de km rodado por veiculo – equipe de manutenção B ... 112
Anexo F - custo de km rodado por veiculo – equipe de manutenção C ... 113
Anexo G – Registros de KM rodadas pelas equipes ... 114
Anexo H – Orçamento dos Indicadores de Falta ... 116
Anexo I – Datasheet do Indicador de Falta ... 117
Anexo J – Valor da Comercialização de Energia da PCH Nílo Bonfanti ... 122
Anexo L – Dados da Curva de Carga da Classe Rural ... 123
Anexo M – Dados da Curva de Carga da Classe Comercial ... 124
1 INTRODUÇÃO
Na época em que se vive as pessoas se tornaram reféns da energia elétrica, pois poucos são os equipamentos que não necessitam desta energia, da mesma forma poucos são os equipamentos úteis à população que não sejam elétricos, pois assim como a água potável, a energia elétrica agora é vital.
Neste sentido, a falta de energia elétrica diminui significativamente o desenvolvimento econômico e social de uma determinada região, suprimindo-as os benefícios que a eletricidade oferece (GOLDEMBERG & VILLANUEVA, 2003).
Conforme Lopez (2013) o conceito de Qualidade da Energia Elétrica (QEE) significa a busca por desenvolvimento de meios para erradicar ou minimizar problemas em dispositivos alimentados por fontes de energia. As perturbações nas formas de onda da tensão, corrente ou variações na frequência podem provocar falhas ou mau funcionamento dos equipamentos conectados da rede elétrica. Por isso, não basta que as concessionárias apenas forneçam energia elétrica, mas sim que este produto tenha padrões de qualidade bem definidos, pois com a evolução tecnológica, os equipamentos se tornaram mais sensíveis a variações e instabilidades da energia.
Pensando nesta exigência da sociedade e dos equipamentos atuais, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), criou um documento denominado de Procedimento de Distribuição (PRODIST), o qual entrou em vigor em 2008. Inicialmente, era composto por oito módulos, mas com o passar dos anos o PRODIST foi sendo atualizado, composto atualmente por 11 módulos, no qual normatizam e padronizam as atividades técnicas relacionadas ao funcionamento e desempenho do sistema de distribuição de energia elétrica (ANEEL, 2018).
O módulo que trata especificamente da QEE fornecida pelas distribuidoras aos consumidores é o módulo 8 do PRODIST, abordando a qualidade do produto, a qualidade do serviço prestado e a qualidade do tratamento das reclamações. Este módulo será bem detalhado no decorrer do trabalho, pois os indicadores de continuidade (IND_CONT) que serão calculados
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural
para a análise da questão proposta, tem sua formulação especificada neste documento (PRODIST, Mód. 8, p.4).
As redes rurais de distribuição são particularmente difíceis de serem inspecionadas pelas equipes, pois sua alocação, muitas vezes, é em terrenos íngremes, travessia de rios com mata densa e lavouras. Quando na ocorrência de um defeito, seja um condutor rompido, um cabo solto dos isoladores, um isolador danificado dando fuga a terra, galhos sobre a rede e tantos outros defeitos que fazem atuar a proteção, é de extrema importância à identificação precoce do trecho defeituoso, pois o tempo que equipes plantonistas levam nesta localização é índice que influencia, negativamente, nos IND_CONT. Então, equipamentos que auxiliam na detecção de defeitos permanentes na rede de distribuição, como é o caso dos identificadores de falta, é uma alternativa para que problemas desta natureza sejam solucionados mais rapidamente.
Além do impacto nos indicadores, uma rede de distribuição primária desligada, deixa de vender um montante de energia que não está sendo distribuída, chamada de Energia Não Distribuída (END), este prejuízo não é reversível, pois a energia que deixou de ser consumida pelo sistema elétrico, quando este for ligado novamente, não terá como ser consumida a mais. Como, por exemplo, a iluminação que ficou desligada um determinado tempo, quando esta é religada novamente, não irá consumir mais energia pelo fato de ter ficado desenergizada, isso devido às limitações de potência dos equipamentos.
Neste sentido, assim como serão calculados os IND_CONT do sistema analisado, será também calculado a END da ocorrência, a fim de mensurar o quanto de energia elétrica deixou de ser faturada no período em que a rede primária ficou inoperante.
Outro fato que evidencia a importância de uma rede de distribuição bem mapeada quando na ocorrência de defeito, é porque há uma grande quantidade de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH) inseridas no Sistema Elétrico de Potência (SEP) com conexão nas redes de distribuição de média tensão, o que além dos transtornos aos consumidores pelo tempo sem eletricidade, é extremamente oneroso à empresa geradora de energia elétrica devido a não produção desta energia, pois assim como a energia não distribuída, uma vez sem gerar, não se consegue
recuperar o prejuízo, principalmente porque as PCH não possuem reservatórios de água suficientemente grande para represar esse potencial hídrico desperdiçado.
Muitas vezes na ocorrência de defeito em um alimentador, são acionadas várias equipes de manutenção para inspecionarem a rede, com o intuito de localizar em menos tempo possível à razão do problema. Após a detecção do defeito, em geral, quando não se trata de postes caídos ou quebrados, o tempo de execução do serviço emergencial será o mesmo. Caso não fosse preciso o deslocamento de equipes de manutenção para auxiliar na localização de um sinistro, resultaria em economia operacional, que estão embutidos neste contexto, os gastos com combustível, hora-homem trabalhada e os riscos inerentes ao serviço.
Ainda no quesito equipe, o problema se agrava quando se trata de finais de semana e feriados, pois o contingente operacional é reduzido, por razões óbvias, pois neste período há apenas atendimentos emergenciais, na grande maioria dos casos, desta forma, o tempo até a equipe de sobreaviso ser acionada e chegar até a base, será somado ao tempo total de atendimento, evidenciando ainda mais a necessidade de dispositivos de auxílio na detecção de defeito em redes rurais de distribuição.
Nesta ótica, o trabalho trará cálculos do custo operacional envolvido na ocorrência de falta de energia considerada, sendo feito uma comparação da redução dos gastos operacionais quando na diminuição das equipes envolvidas no processo devido ao auxílio do dispositivo de sinalização de falta. Além da amortização no custo operacional da empresa, a liberação de uma equipe é de grande valia, principalmente em dias críticos, onde o fluxo de reclamações de falta de energia é alto, agilizando desta maneira o atendimento das faltas de energia.
1.1 OBJETIVO GERAL
Analisar a viabilidade técnica e econômica da instalação de dispositivos indicadores de falta em uma rede de distribuição rural com base nos indicadores de qualidade, custos operacionais e comerciais.
1.1.1 Objetivo Específico
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural
Revisar a bibliografia sobre as Regulamentações e Normativas do Setor Elétrico Brasileiro;
Revisar a bibliografia sobre o princípio de funcionamento de dispositivos detectores de falta;
Fazer o estudo dos indicadores de continuidade de um defeito em uma rede geral de distribuição de média tensão;
Calcular todos os custos envolvidos decorrentes do defeito em uma rede geral de distribuição de média tensão;
Analisar o efeito de um dispositivo detector de falta em uma rede geral de distribuição de média tensão, no que se refere ao tempo de chegada da equipe no problema;
Comparar uma situação real defeito com uma situação imaginária do mesmo caso, a fim de comparar resultados de indicadores de continuidade e de custos operacionais e comerciais.
Pesquisar e orçar os dispositivos sinalizadores de falta comerciais; Apresentar o resultado de viabilidade econômica do dispositivo. 1.1.2 Método de Abordagem
A metodologia empregada no trabalho será uma abordagem dedutiva, ou seja, partirá do cenário geral do sistema elétrico de potência (SEP), caracterizando os sistemas e suas peculiaridades desde a geração de energia elétrica até o consumidor final deste insumo. A segunda etapa terá um enfoque específico ao tema proposto, sendo abordados os métodos de cálculos dos indicadores de qualidade conforme indicado pela ANEEL, bem como o cálculo da END e os custos operacionais e comercias.
Com a base teórica fundamentada, será possível, com dados reais do alimentador rural estudado, fazer uma análise quantitativa do custo e da melhora do sistema com a instalação de dispositivos de sinalização de falta.
1.1.3 Técnicas de Pesquisa
As técnicas de pesquisa utilizadas no desenvolvimento do trabalho baseiam-se na revisão bibliográfica, com a finalidade de compreender o sistema elétrico de distribuição de energia.
No que se refere à qualidade de energia em sistemas de distribuição é inevitável os estudos das normativas que cercam este tema, neste caso o órgão federal que delimita e supervisiona a qualidade de energia no Brasil é a ANNEL.
A coleta dos dados do alimentador rural de distribuição MT que será estudado se dará via sistema integrado (USEALL) da CERILUZ, pois este possibilita a pesquisa de ocorrências de faltas de energia em períodos específicos, quantos consumidores e quanto tempo ficaram sem energia elétrica.
1.2 JUSTIFICATIVA
Com a crescente exigência de melhora no fornecimento de energia elétrica, tanto pelo órgão regulador quanto pela própria sociedade, os engenheiros que atuam na área de distribuição de energia têm o desafio de propor solução ao sistema elétrico que minimizem as falhas que provocam as interrupções no fornecimento de energia elétrica, e na ocorrência destas, seja o mais rápido possível, identificadas.
Para que isso ocorra às redes de distribuição devem ser constantemente modernizadas e monitoradas, sejam com a instalação de religadores automáticos, ações preventivas de manutenção ou inspeções periódicas pelas equipes. Contudo, ainda com todas essas ações, não se pode garantir que não haja um corte de fornecimento de energia elétrica aos consumidores por razões diversas, como por exemplo, tempestades com ventos fortes e descargas atmosféricas.
Neste sentido, mesmo na ocorrência da suspenção de fornecimento de energia elétrica por algum motivo, com uma rede de distribuição bem mapeada e com identificadores que auxiliem as equipes plantonistas na detecção do defeito, o tempo de restabelecimento da energia elétrica será menor, trazendo benefícios aos consumidores e a distribuidora.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural 1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO
Este trabalho está organizado em 6 capítulos. O primeiro capítulo é a presentada a introdução do assunto abordado, bem como o objetivo geral e específico do trabalho, assim como a justificativa do tema proposto.
O capítulo 2 trata de conceitos e informações sobre o setor elétrico brasileiro, desde o Sistema Interligado Nacional (SIN) até as redes de distribuição de energia elétrica. Este capítulo também aborda a história e princípios de funcionamento dos Indicadores de Falta (IF).
No capítulo 3 é apresentado o conceito de Qualidade de Energia perante a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) através do Procedimento de Distribuição (PRODIST). Com base no módulo 8 do Prodist é dado ênfase aos Indicadores de Continuidade (IND_CONT), sendo detalhado os tipos de indicadores e como estes são obtidos.
O capítulo 4 traz dados detalhados sobre a rede de distribuição que será tomada como base para o estudo, com dados técnicos da estrutura física da rede e seus componentes, região de atendimento e características operacionais do sistema. Ainda neste capítulo é realizado o mapeamento dos desarmes com defeitos permanentes ocorridos nesta rede MT.
Já no capítulo 5 são projetados os pontos de instalação dos IFs e feito uma análise dos IND_CONT, custo operacional e comercial de um evento específico de defeito sucedido na rede em questão. Após, é desenvolvida a mesma analise anterior, porém agora, considerando a atuação dos dispositivos propostos, sendo recalculados os IND_CONT, custos operacionais e comerciais para este novo caso idealizado.
No capítulo 6 é feito as avaliações dos dados obtidos no decorrer do trabalho, bem como é verificada a viabilidade econômica do projeto proposto. Ainda neste capítulo são realizadas as considerações finais e sugestões para trabalhos futuros.
2 SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
A eletricidade é um bem fundamental para a integração do ser humano ao desenvolvimento. O crescimento de qualquer região não ocorrerá por completo se não haver energia elétrica garantida, sendo esta energia a porta de acesso aos serviços essenciais da qualidade de vida (LOPEZ, 2013).
O Sistema Elétrico de Potência (SEP), conforme a Norma Regulamentadora N° 10, é o sistema elétrico que engloba a Geração, Transmissão e Distribuição de energia elétrica.
2.1 SISTEMA INTERLIGADO NACIONAL (SIN)
O sistema elétrico brasileiro é quase que em sua totalidade interligado, denominado de Sistema Interligado Nacional (SIN), sendo este concedido ao Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) em 1988 pela resolução 351/98 do Ministério das Minas e Energia, amparado pela Lei 9.648/98 e o Decreto 2.655/98, a execução das atividades de coordenação e controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica nos sistemas interligados.
Segundo o ONS, o SIN é constituído pelas empresas da região Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. O sistema de produção e transmissão de energia elétrica do Brasil é um sistema hidro-termo-eólico de grande porte, com predominância de usinas hidroelétricas e com múltiplos proprietários.
Os atuais níveis de tensão de transmissão usuais no país, em corrente alternada (CA), são de 138 kV, 230 kV, 345 kV, 440 kV, 500 kV e 750 kV e em corrente continua (CC) são níveis de tensão de 600 kV e 800 kV (ONS, 2018, MAPA - SISTEMA DE TRANSMISSÃO).
A Figura 1 mostra o mapa das redes de transmissão que interligam o SIN, evidenciando os níveis de tensão de transmissão destacados como padrões.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Figura 1: Sistema Nacional Interligado
Fonte: ONS, 2018
Os sistemas de transmissão de energia têm a função de interligar a geração de energia até os centros de carga. Este sistema é responsável pelo transporte de grandes blocos de energia em uma linha, onde posteriormente este sistema é subdividido em subtransmissões.
Os níveis de tensão do sistema de subtransmissão de energia tem um nível mais baixo, tais como 34,4 kV, 69 kV ou 88 kV e 138 kV. Este sistema interliga, através de subestações abaixadoras, o SIN, ao sistema de distribuição primária, geralmente com níveis de tensão de 13,8 kV e 23,1 kV na região noroeste do RS, abrangência das redes de distribuição da CERILUZ.
Os sistemas elétricos com tensão igual ou maior a 230 kV são denominados de Redes de EHV (Extra Alta Tensão), sendo no Brasil chamadas de rede “Básica” de transmissão. As tensões
entre 138 kV e 69 kV são denominadas de Redes em AT (Alta Tensão) e sistemas com tensão de 1 kV a 69 kV são chamadas de Redes em MT (Média Tensão ou Tensão Primária), sendo as Redes em Baixa Tensão ou Tensão Secundária, as com o nível de tensão menor que 1 kV. (ABRADEE, 2018)
2.2 SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA
As redes de distribuição de energia elétrica são supridas pelas redes de transmissão ou subtransmissão por meio de subestações abaixadoras, em que se rebaixa o nível de tensão para tensões de 13,8 kV a 34,5 kV. Os circuitos com estes níveis de tensão são denominados de Redes Primárias ou Redes de Média Tensão (MT) de distribuição. (ABRADEE, 2018)
As redes de distribuição secundárias (BT) têm níveis de tensões que variam de 110 V a 440 V, é interligada com a rede primária através de transformadores de distribuição, que em sua maioria, tem o primário ligado em delta e o secundário em estrela aterrado, isso devido a rede MT ser composta, geralmente, por 3 fios, e a rede BT, composta por 4 fios (fases e neutro). As tensões de trabalho da rede BT são bem inferiores às redes MT por motivos de segurança aos consumidores, já que é este nível de tensão que será entregue no ponto de conexão da concessionária com o cliente caso este seja do grupo B, tensões de fornecimento menor que 2,3 kV, e se este for do grupo A, atendido com tensões iguais ou superior a 2,3 kV, a redução do nível de tensão para níveis adequados de trabalho fica a cargo do consumidor (REN ANEEL 414, 2010).
A Figura 2, demostra os principais equipamentos e estruturas que compõem um sistema de distribuição.
Figura 2: Sistema de Distribuição
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Há, basicamente, quatro tipos de redes de distribuição:
a) Rede de distribuição aérea convencional: é a rede mais utilizada pelas distribuidoras de energia. Sua estrutura consiste em condutores nus (sem isolação), fixados sobre isoladores, estes sustentados por postes de madeira ou concreto, sendo que atualmente, as distribuidoras estão deixando de instalar postes de madeira, isso devido a maior capacidade de tração dos postes de concreto, além da maior vida útil.
b) Rede de distribuição aérea compacta: são constituídas por condutores com uma camada de proteção, mas não isolante elétrica, podendo ser reduzido o espaço entre as estruturas. Devido a esta proteção há um aumento no grau de proteção e confiabilidade do sistema. c) Rede de distribuição aérea isolada: Neste sistema, os condutores da rede possuem
isolação suficiente para que sejam enrolados. Este tipo de rede tem um custo maior e é justificável em áreas urbanas, onde tenha grande quantidade de árvores, onde a supressão seja de difícil execução. Além disso, uma rede isolada se torna mais confiável no sentido de que em caso de falhas transitórias, como por exemplo, um galho que com o vento venha se tocar na rede, não causará o desarme deste circuito.
d) Rede de distribuição subterrânea: é a rede que proporciona o melhor resultado estético e de confiabilidade, pois os circuitos ficam abrigados em galerias subterrâneas. Contudo, este padrão de instalação é mais caro que os demais, sendo utilizados apenas em situações específicas, como em grandes centros urbanos que há restrição de linhas aéreas. (ABRADEE, 2018).
2.2.1 Tipos de Faltas em Redes de Distribuição
A falta é um fenômeno que causa curto-circuito na rede, pondo em risco a confiabilidade e funcionamento do sistema. As faltas são classificadas em dois tipos: transitórias e permanentes.
As faltas transitórias afetam o sistema temporariamente, ou seja, após a operação do dispositivo de proteção a rede é religada normalmente devido à falha já ter sido eliminada. Informações da área técnica da CERILUZ relatam que mais de 80% das falhas do sistema de distribuição são decorrentes de origem transitórias (COD CERILUZ, 2018).
As causas mais comuns deste efeito são:
a) Descargas atmosféricas: umas das principais causas de falta transitória na ocorrência de chuvas forte ou tempestades, pois na ocorrência de uma descarga atmosférica que atinge a rede de distribuição o equipamento de proteção é acionado, acarretando na interrupção de fornecimento.
b) Ventos: é o evento de interrupção gerado por ventos fortes, podendo causar o contato temporário de galhos de árvores na rede e também o contato dos próprios condutores, bem como qualquer objeto ou material que em decorrência do vento venha a tocar no sistema.
c) Animais: é o evento causado acidentalmente por animais que venham a encostarem-se à rede energizada, causado um curto-circuito. Contudo, dependendo do animal e seu porte, este evento pode se tornar permanente devido após o curto-circuito este ainda ficar em contato direto com a rede.
Em redes protegidas por equipamentos de religamento automáticos, como os religadores e chaves repetidoras, não é necessário o envio de equipes de manutenção e o restabelecimento da energia ao sistema ocorre em menos de um minuto.
Nas faltas permanentes é preciso a intervenção humana para o restabelecimento do sistema, para posteriormente ser religado o circuito. As causas mais frequentes deste tipo de falta são:
a) Vegetação: faltas decorrentes de galhos, taquaras ou outro tipo de vegetação que esteja em contato direto com a rede ocasionando a atuação da proteção. As quedas de árvores sobre a rede devido a ventos fortes também geram eventos permanente, geralmente, neste caso, o tempo de reestabelecimento do sistema é demorado, pois muitas vezes cabos são rompidos e postes e cruzetas danificados.
b) Abalroamento: este evento geralmente é causado pela colisão de veículos e maquinários agrícolas aos componentes do sistema, como postes, estais e condutores, causando a danificação destes.
c) Erosão: evento que ocorre pela queda de morros, barreiras, estradas ou encostas, que causam a queda de postes e rompimento dos condutores.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural
d) Vandalismo: é a interrupção do fornecimento devido ao furto de algum componente do sistema, bem como o lançamento intencional de objetos sobre a rede ou incêndio propositais, causando a atuação da proteção ou a necessidade de reposição do equipamento ou material furtado.
2.3 ENERGIA NÃO DISTRIBUÍDA
O cálculo da Energia Não Distribuída (END) tem a finalidade de quantificar a energia que deixou de ser fornecida aos consumidores atingidos por uma interrupção, por um período, e consequentemente, quanto à distribuidora deixou de faturar.
Conforme abordagem de Cyrillo (2011), a END deve ser entendida como a energia média que se consumiria se não houvesse uma interrupção no fornecimento, contudo está interrupção não pode ser demasiadamente longa que possa haver um acréscimo de carga ao sistema.
Com o histórico das curvas de carga coletada pelos equipamentos de medição é possível mensurar a energia consumida em um determinado período. Outra maneira de obter a curvas de carga, atualmente, é através dos equipamentos de proteção instalados na rede de distribuição, que registram o carregamento da rede.
Neste caso, em interrupções de energia ocorridas em redes monitoradas por equipamentos de proteção/medição, é possível calcular, com base no histórico de carga, a energia que deixou de ser consumida.
De acordo com Cyrillo (2011), a receita das concessionárias de energia é estabelecida pelo regime “price cap”, ou seja, a um teto tarifário e os reajustes são definidos em índices de preços. Deste modo, a distribuidora recebe por energia distribuída.
A receita da distribuidora é composta pelo custo de energia elétrica para revenda – TE e a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD. O custo TE é repassado direto para o consumidor e neste valor a distribuidora não retêm nem um valor de receita, ficando a remuneração da distribuidora provida do TUSD.
Os custos relativos à energia não distribuída devido a uma interrupção de fornecimento de energia são variáveis, pois cada alimentador tem seu próprio perfil de carga. Além disso, o TUSD também é variável para cada distribuidora, sendo a determinação deste valor um tanto complexo.
As distribuidoras determinam o valor efetivo da END por reais por quilowatts (R$/kW) ou reais por megawatts (R$/MW) para casos isolados ou para um determinado período que pode ser, por exemplo, trimestral ou anual. O custo da END é calculado via software de gestão de cada distribuidora, pois este software interliga todos os setores da empresa, financeiro, comercial e operacional, havendo um cruzamento de informações entre estes, assim, quando há o desarme de um alimentador, por exemplo, é registrado o tempo em que este ficou sem energia e com os dados tarifários provenientes do setor financeiro, é obtido via simulação o custo da END.
Segundo Moreira (2011), a energia não distribuída é aquela que supostamente seria consumida no período dá interrupção, sendo um dado difícil de prever com precisão. Para o cálculo da END pode ser usada a seguinte equação:
𝐸𝑁𝐷 =𝑇𝐼𝐸𝑃𝐼𝑥𝐸𝐹 𝑇
( (1) Onde:
TIEPI – é o tempo de interrupção equivalente da potência instalada, em horas;
EF – é a energia fornecida à rede de MT, em MW, obtida a partir do cálculo da energia entregue pelo operador da rede de transporte e pelos produtores ligados às redes de distribuição;
T – é o período de tempo considerado (geralmente ano civil), em horas; sendo, 𝑇𝐼𝐸𝑃𝐼 =∑ ∑ 𝐷𝐼𝑖𝑗 ∗ 𝑃𝐼𝑗 𝑥 𝑗=1 𝑘 𝑗=1 ∑𝑘𝑗=𝑖𝑃𝐼𝑗 (2) Onde:
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural 𝐷𝐼𝑖𝑗 é a duração da interrupção i no ponto de entrega j em [horas];
𝑃𝐼𝑗 é a potência instalada no ponto de entrega j em [kW]; K é a quantidade total de pontos de entrega;
X é o número de interrupção no ponto de entrega j, no período anual ou trimestral. 2.4 INDICADORES DE FALTA
Os dispositivos Sinalizadores de Falta ou Indicadores de Falta são equipamentos cuja função é indicar a passagem de uma corrente de curto-circuito por um determinado local da rede de distribuição.
Devido a crescente preocupação das concessionárias de energia elétrica com os indicadores de qualidade de serviço, pesquisas de novos dispositivos que auxiliam na detecção precoce de um defeito em uma rede primária de distribuição estão sendo desenvolvidos por universidades em conjunto com as distribuidoras, com o apoio da ANEEL no programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).
Um dos projetos nesse sentido no âmbito nacional refere-se à criação de um protótipo de um sinalizador de falta, apresentado no artigo técnico denominado de “Sinalizador Luminoso Monofásico de Faltas para Redes Aéreas de Distribuição de Energia Elétrica até 69 kV”, elaborado pela Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL), em parceria com o Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétrica da Universidade de São Paulo (PEA-USP) e a Expertise Engenharia.
O equipamento desenvolvido neste projeto detém as funcionalidades de imunidade de corrente de magnetização de transformadores (inrush), ajuste automático à corrente de carregamento da linha, sinalização luminosa em 360° ao redor do equipamento e vida útil de 10 anos, sem a necessidade de manutenção. Na Figura 3 pode ser visto o protótipo desenvolvido.
Figura 3: Protótipo de Sinalizador de Falta
Fonte: http://www.mfap.com.br/pesquisa/arquivos/20081211152919-31522.pdf
Outro projeto referente ao assunto foi elaborado pela Companhia Energética de Pernambuco (CELPE), em conjunto com a Universidade Federal de Pernambuco (UFPE) e o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações (CPqD), em que foi desenvolvido um sistema de localização de faltas, onde este possui um sistema de comunicação do dispositivo com uma interface homem-máquina (IHM).
A possibilidade de monitoramento remoto que o trabalho propôs, vem de encontro ao conceito de rede inteligente (smart grid) que cada vez mais as distribuidoras de energia elétrica vêm buscando. Com a indicação do trecho defeituoso relatado diretamente no centro de operação das concessionárias através da IHM, juntamente com o sistema de gerenciamento, a falta de energia pode ser restabelecida com mais agilidade, tendo em vista que a equipe de manutenção terá o ponto do defeito, não precisando inspecionar o alimentador até a localização do sinistro. Na Figura 4 é mostrado o equipamento responsável pelo processamento e envio do sinal de localização da falta.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Figura 4: Equipamento que processa os dados da Falta e envia para o IHM
Fonte: https://www.cpqd.com.br/cadernosdetecnologia/Vol9_N2_jul_dez_2013/pdf/artigo2.pdf
No Brasil não tem empresa especializada neste tipo de produto, sendo de grande valia as iniciativas de pesquisas no seguimento abordado. No âmbito internacional há empresas especializadas em produtos no segmento da distribuição de energia elétrica, com linhas completas de equipamentos identificadores de falta, que possibilitam fácil instalação e sem manutenção, já que a vida útil dos produtos é projetada em 20 anos.
2.4.1 Evolução
Os Identificadores de Falta (IFs) não são equipamentos recentes, pois os primeiros dispositivos foram aplicados em redes de distribuição subterrâneas, no ano de 1940, na Alemanha. Os primeiros IFs eram eletro-mecânicos, onde na passagem de uma corrente de falta no circuito, empregava um fluxo magnético de alta magnitude, acionando um tipo de sinalização mecânica, indicando se o defeito estava à jusante ou montante daquele ponto instalado. Contudo, após cada operação do IF, tinha-se a necessidade de dar um reset manual depois de cada acionamento, permanecendo este método até meados de 1960, quando estes dispositivos tiveram um salto tecnológico (ANGERER, 2008).
Desde o começo era evidente a necessidade de um reset automático, sendo introduzido o primeiro design de IF com reset automático na década de 60, onde o dispositivo possuía um
recipiente de vidro, no qual havia um líquido claro e acrescido de um pigmento vermelho, de maior densidade. Junto a solução líquida tinha um agitador, que na passagem de uma sobrecorrente, este misturava o líquido e o pigmento. Esta solução fica avermelhada por um certo tempo, até que decantasse o pigmento, ficando o líquido na sua coloração clara novamente, sendo esta forma um reset por tempo (ANGERER, 2008).
Com a evolução da tecnologia, no que se refere à eletrônica e baterias, novos IF foram criados, com sinalização luminosa por LED (Light Emissor Diode) que aumentou a visibilidade da indicação e com tempos de reset pré-ajustado. Também foram desenvolvidos outros métodos de reiniciar o dispositivo, como os que usam tensão, tendo um sensor capacitivo e na ocorrência de uma falta, seguida da ausência de tensão, o sinalizador é acionado. Após detecção de tensão o IF é resetado automaticamente, denominado de reset por tensão. Outro método utiliza um sensor indutivo, chamado de reset por corrente, porque usa a corrente de carga para fazer a reinicialização do processo.
Antes de 1990, os IFs eram dimensionados de acordo com o tipo de rede de distribuição e suas características. Isso se tornou inviável para o gerenciamento dos dispositivos, foram então desenvolvidos dispositivos com ajustes automáticos. Tem por princípio de funcionamento a verificação da variação da corrente no tempo (di/dt), em conjunto com uma ausência de tensão ou corrente, é acionado o sinalizador.
Atualmente os dispositivos além de sinalizarem visualmente uma falta, são dotados de comunicação via radiofrequência, que envia dados de seu estado para a central de gerenciamento da rede, identificando o trecho do alimentador que está com defeito.
2.4.2 Parâmetros
Os modelos de IFs são variados, cada qual com seus parâmetros de detecção de faltas e parâmetros de reset. Os dispositivos que se adaptam as características do sistema (detecção adaptativa) não necessitam de ajustes, outros têm parâmetros que possibilitam a coordenação com os equipamentos de proteção a montante.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Alteração da Corrente de Carga;
Taxa de variação da corrente di/dt; Corrente mínima de trip;
Algoritmo de restrição de inrush;
Indicação distinta de falta permanente e temporária; Ajustes do tempo de sinalização para detecção do defeito.
Os parâmetros de reset referem-se a como o dispositivo reiniciará o processo para uma nova detecção de falta, listados abaixo:
Reset automático pela presença de tensão ou corrente de carga; Reset por tempo;
Reset manual. 2.4.3 Fabricantes e Modelos
No Brasil não tem fabricantes nacionais deste tipo de produto, contudo, há diversos fabricantes internacionais, com uma gama de modelos de identificadores de falta. Atualmente é empregado tecnologia de ponta nestes dispositivos, sendo muito confiáveis na detecção de faltas e durabilidade da bateria interna, tendo a vida útil de alguns equipamentos, sem manutenção, de até 20 anos. A Tabela 1 apresenta os principais fabricantes e alguns modelos de IFs.
Tabela 1: Fabricantes/Modelos de Indicadores de Falta Fabricante Modelo Bowdens Pathfinder 360 Pathfinder 360 Alpha GSM Cooper SDOH Hostmann Navigator-LM Nortrol 110Eµ 111k 3100 3500
Schneider Eletric Flite 110 Flite 210 e 230 Flite 300 SEL ERL BER CDR BTRI_IR AR-OH/AR360 WSO
Indicadores de Falta para Redes de Distrubuição Aéreas
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2018
Na Figura 5 é mostrada a imagem de alguns IF comerciais, de fabricantes indicados anteriormente na Tabela 1.
Figura 5: Exemplos de IFs - (a) Fabricante [Bowdens, 2018] e [Horstmann, 2018], (b) Fabricantes [Nortrol, 2018] e [SEL, 2018]
(a) (b) Fonte: Bowdens-Horstmann-Nortrol-SEL, 2018
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural 2.4.4 Funcionamento
Na ocorrência de um defeito na rede primária de distribuição, é acionado equipes de manutenção para inspecionarem o alimentador, a fim de identificar o local que ocorrerá a falta que fez atuar a proteção. O tempo de inspeção para localizar o defeito depende do tipo de defeito e do tipo de relevo em que a rede está alocada. Sugere-se que os IF sejam instalados junto a dispositivos de seccionamentos da rede, deste modo, agilizando a manobra da rede para o restabelecimento parcial da energia elétrica para os consumidores.
Com a instalação dos IFs, o caminho da corrente de curto-circuito pode ser seguido, pois o dispositivo é acionado na passagem dessa corrente de falta. Caso o equipamento esteja emitindo sinal de defeito, significa que o problema está à jusante; então a equipe verifica o próximo dispositivo, caso este não se encontre sinalizado, o defeito é a montante, entre o primeiro e o segundo IF, sendo localizado o trecho de rede defeituoso, consequentemente, apenas este trecho de rede é inspecionado com maior detalhamento.
A Figura 6 traz um exemplo simples da localização de uma falta com o auxílio dos IFs em redes de distribuição radial. Na situação idealizada, ocorre um defeito no trecho 4, compreendido entre as chaves facas CS-2 e CS-3. Os dispositivos instalados nos trechos 2 e 3 indicam a passagem da corrente de falta. Os IFs alocados nos trechos 4 e 5 permanecem sem atuação.
Figura 6: Rede MT com IFs
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2018
Neste caso, a equipe manobraria a chave faca CS-2, deixando-a aberta para isolar o trecho com defeito, então o equipamento de proteção a montante poderia ser religado, neste caso o RL-2, restabelecendo a energia elétrica para os consumidores até a chave aberta. Após o conserto da rede MT pela equipe plantonista, a chave faca CS-2 é fechada, geralmente por chaves “bay pass”, ou ainda, é feito uma interrupção de energia, desligando o RL-2, para que a chave faca seja manobrada com segurança.
2.4.5 Instalação
Os dispositivos fabricados para utilização em rede aérea de distribuição são instalados diretamente nos condutores fases, conforme Figura 7 e Figura 8. São projetados com LEDs de alto brilho, para uma melhor visibilidade pelas equipes. Há ainda, modelos que fazem a comunicação com os CODs das distribuidoras, proporcionando em tempo real, a identificação do trecho defeituoso.
Também há modelos de IF que são instalados nos postes de distribuição, desempenhando as mesmas funções do dispositivo conectado diretamente no cabo.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Figura 7: Indicadores de Falta Instalados nas Três Fases
Fonte: USINA, 2011
Na Figura 8 pode-se observar que a instalação dos equipamentos é realizada diretamente nos condutores nus.
Figura 8: Instalação do IF diretamente no condutor – Fabricantes (a) SEL e (b) Nortrol
(a) (b)
Fonte: SEL e Nortrol, 2018
A instalação dos IFs na rede é simples e prática, não necessitando de equipe de linha viva. Com apenas uma vara de manobra isolada (“hot stick”), também chamada de “Vara Pega Tudo”,
a equipe de manutenção é capaz de conectar o dispositivo no condutor, pois não há grampos para desmontar e não é preciso nenhum equipamento extra, conforme mostrado na Figura 9.
Figura 9: Instalação do IF
Fonte: Schneider Electric, 2018
De modo geral, os fabricantes indicam os locais básicos para a instalação dos IFs, conforme detalhado a seguir:
Instalar em locais de boa visibilidade, para fácil detecção das equipes de manutenção;
Em locais de difícil acesso, recomenda-se, instalar antes e depois do trecho, especialmente em redes rurais;
É recomendada a instalação associada a dispositivos de seccionamento da rede, de modo que o trecho com defeito possa ser isolado rapidamente.
2.4.6 Princípio de Funcionamento
Os IFs instalados diretamente nos cabos têm o princípio de funcionamento baseado na leitura de campo magnético ou campo elétrico e magnético realizado por sensores, mostrado na Figura 10. Através dos dados dos sensores, o circuito micro processado do equipamento, usando algoritmos próprios de cada fabricante, consegue identificar faltas temporárias e permanentes, bem como as correntes de magnetização (inrush current).
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Figura 10: Representação do Sensor Indutivo
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2018
Equipamentos mais antigos que ainda podem ser encontrados nas redes de distribuição das concessionárias eram atuados por um limiar fixo (“Trigger”) que acionava um mecanismo eletromecânico, que alterava a posição da bandeira de sinalização de falta. Assim, devido ao carregamento dos alimentadores terem sofrido considerável aumento de carga, o valor pré-ajustado do trigger era facilmente ultrapassado. Neste caso, as equipes de manutenção, ignoram a sinalização destes IFs mais antigos, ou até mesmo é feito a substituição por equipamentos de melhor tecnologia.
Os dispositivos atuais monitoram o carregamento da rede, ajustando automaticamente o trip de atuação de acordo com a carga do sistema. O tempo do flash dos LEDs de sinalização também é ajustável, porém, manualmente.
Os equipamentos podem atuar através de valores de correntes pré-ajustadas ou pela taxa de variação da corrente (di/dt), onde a variação brusca da corrente em um curto espaço de tempo,
seguida da ausência de tensão na rede, indica uma falta. A Figura 11 mostra a definição de uma falta permanente interrompida por um equipamento de proteção.
Figura 11: Corrente x tempo e Tensão x tempo em uma falta permanente
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2018 2.4.7 Comunicação Remota
Com a sofisticação do sistema de distribuição, os CODs têm o controle e supervisão dos equipamentos que se comunicam remotamente ao sistema SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) de gerenciamento das concessionárias. Neste sentido, há atualmente no mercado, IF com comunicação remota, onde estes enviam dados de seu estado e localização para os sistemas supervisórios das distribuidoras de energia elétrica.
A comunicação do dispositivo e envio dos pacotes de dados é feita através de radiofrequência. Além dos IFs são necessários equipamentos auxiliares que recebam as informações passadas pelos dispositivos instalados na rede e direcionam, por meio de radiofrequência de longo alcance, GSM (Global System For Mobile Communication) ou fibra óptica, para os centros de operação, conforme mostrado na Figura 12.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural Figura 12: Sistema de Comunicação Remota dos IFs
Fonte: SEL, 2018
Apesar de este sistema ter um custo maior, pode ser justificado pela rapidez da localização do trecho com defeito e otimização da alocação das equipes plantonistas na inspeção da rede.
3 QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA
O segmento da distribuição brasileiro é regulamentado pela ANEEL, que por meio de resoluções específicas dispõem de um conjunto de regras, no sentido de aperfeiçoar o sistema e melhorar a qualidade de energia fornecida aos consumidores.
A qualidade da energia elétrica (QEE) é dividida em dois segmentos: qualidade do produto e qualidade do serviço prestado, os quais são regidos pelo Módulo 8 do Prodist.
A qualidade do produto refere-se aos parâmetros e valores de referência dos níveis de tensão em regime transitórios ou permanentes. Conforme a ANEEL, os aspectos considerados da qualidade do produto em regime permanente ou transitório são:
a) Tensão em regime permanente; b) Fator de potência;
c) Harmônicos;
d) Desequilíbrio de tensão; e) Flutuação de tensão;
f) Variação de tensão de curta duração;
g) Variação de frequência (PRODIST, 2018, Mód. 8, p.6).
A qualidade do produto é um aspecto importante a ser monitorado, pois com o avanço tecnológico, as cargas que antes eram predominantemente resistivas e indutivas, agora dividem espaço com as cargas não lineares: cargas eletrônicas e microprocessadas, sendo estas, muito sensíveis a variações na forma de onda da tensão e corrente. Contudo, o presente estudo tem o objetivo de analisar apenas o quesito qualidade do serviço.
3.1 PRODIST - QUALIDADE DO SERVIÇO
A qualidade do serviço refere-se à duração da interrupção do fornecimento e a frequência que isto ocorre, no âmbito coletivo e individual.
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural
Os indicadores de continuidade inicialmente seguidos pelas concessionárias de energia elétrica eram regulamentados pela Portaria n° 046/DNAEE de 17/04/1978, referidas aos indicadores coletivos DEC e FEC: o DEC (Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) indica o número de horas em média que um consumidor ficou sem energia em um determinado período. O FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora) representa quantas vezes, em média, houve a interrupção do fornecimento de energia elétrica.
Atualmente, além dos indicadores coletivos, o PRODIST também trata de indicadores de continuidade individuais: DIC, FIC E DMIC. Estes indicadores demostraram as interrupções de fornecimento ocorrido em cada unidade consumidora (UC). Os indicadores DIC (Duração de Interrupção por Unidade Consumidora) e FIC (Frequência de Interrupção por Unidade Consumidora) demonstram, em um determinado período, quanto tempo e quantas vezes uma unidade consumidora ficou sem energia elétrica. O DMIC (Duração Máxima de Interrupção por Unidade Consumidora) delimita o tempo máximo de cada interrupção de fornecimento.
Outros indicadores de grande relevância na análise do serviço prestado é os indicadores de tempo de atendimento de ocorrências emergenciais, sendo estes: TMP (Tempo médio de Preparação), TMD (Tempo Médio de Deslocamento), TME (Tempo médio de Execução) e o TMAE (Tempo Médio de Atendimento a Emergências) (PRODIST, 2018, Mód.8).
Cada concessionária de energia tem metas a serem atingidas referentes a cada indicador de qualidade, no qual se estas não forem alcançadas, a concessionária deve compensar financeiramente a UC.
Para a realização dos cálculos dos indicadores de continuidade (IND_CONT), o módulo 8 do PRODIST, divide a áreas de atuação da distribuidora em conjuntos de unidades consumidoras, sendo esta definida por Subestação de Distribuição (SED).
A seguir será apresentado como é definido os conjuntos de unidades consumidoras, conforme PRODIST:
a) SED que possuam número de unidades consumidoras iguais ou inferior a 1.000 devem ser agregadas a outras, formando um único conjunto;
b) SED com número de unidades consumidoras superiores a 1.000 e igual ou inferior a 10.000 podem ser agregadas a outras, formando um único conjunto;
c) A agregação de SED deve obedecer ao critério de contiguidade das áreas;
d) É vedada a agregação de duas ou mais SED cujos números de unidades consumidoras sejam superiores a 10.000;
e) Mediante aprovação da ANEEL, poderão formar diferentes conjuntos SED que atendam a áreas não contíguas, ou que atendam a subestações MT/MT cujas características de atendimento sejam muito distintas da subestação supridora, desde que o número de unidades consumidoras não seja inferior a 1.000;
f) Poderão ser divididas, mediante aprovação da ANEEL, SED com redes subterrâneas e aéreas, devendo os conjuntos resultantes possuir número de unidades consumidoras superior a 1.000 (PRODIST, 2018, Mód. 8, p.46).
O atendimento às ocorrências emergenciais deverá ser supervisionado, avaliada e controlada por meio de indicadores que expressem os valores vinculados a SED. (PRODIST, 2018, Mód. 8, p.47).
O indicador TMP, mede a eficiência dos meios de comunicação, dimensionamento das equipes e dos fluxos de informações no centro de operação. Já o TMD é o indicador que mede a eficácia do posicionamento geográfico das equipes de manutenção e operação. O indicador TME, mostra o preparo das equipes de manutenção no restabelecimento do sistema.
Segundo ANEEL, as distribuidoras deveram apurar os seguintes indicadores: a) Tempo Médio de Preparação (TMP)
𝑇𝑀𝑃 =∑ 𝑇𝑃(𝑖)
𝑛 𝑖=1
𝑛
(3)
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural 𝑇𝑀𝐷 = ∑ 𝑇𝐷(𝑖)
𝑛 𝑖=1
𝑛
(4)
c) Tempo Médio de Execução (TME)
𝑇𝑀𝐸 = ∑ 𝑇𝐸(𝑖)
𝑛 𝑖=1
𝑛
(5)
d) Tempo Médio de Atendimento a Emergência (TMAE)
𝑇𝑀𝐴𝐸 = 𝑇𝑀𝑃 + 𝑇𝑀𝐷 + 𝑇𝑀𝐸 (6)
e) Percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia (PNIE), usando a seguinte equação:
𝑃𝑁𝐼𝐸 =𝑁𝐼𝐸 𝑛 𝑥100
(7) Onde:
TMP = tempo médio de preparação da equipe de atendimento de emergência, expressa em minutos;
TP = tempo de preparação da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência, expressa em minutos;
n = número de ocorrências emergenciais verificadas no conjunto de unidade consumidora, no período de apuração considerado;
TMD = tempo médio de deslocamento da equipe de atendimento de emergência, expresso em minutos;
TD = tempo de deslocamento da equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos;
TME = tempo médio de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expresso em minutos;
TE = tempo de execução do serviço até seu restabelecimento pela equipe de atendimento de emergência para cada ocorrência emergencial, expressa em minutos;
TMAE = tempo médio de atendimento a ocorrências emergenciais, representando o tempo médio de atendimento de emergência, expresso em minutos;
PNIE = percentual do número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica, expressa em %;
NIE = número de ocorrências emergenciais com interrupção de energia elétrica.
Estes indicadores devem ser apurados mensalmente e enviados a ANEEL até o último dia útil do mês subsequente ao período de apuração. (PRODIST,2018, Mód. 8, p.47-48).
Os indicadores de continuidade, segundo ANEEL, avaliam a qualidade do serviço prestado e o desempenho do sistema elétrico da distribuidora de energia. Estes indicadores referem-se quanto à duração e frequência de interrupções de energia ao consumidor, sendo apurados quando as ocorrências da interrupção apresentam um tempo maior ou igual há três minutos.
Os indicadores de continuidade são divididos em individuais, que será considerado cada unidade consumidora, e coletiva, que considera um conjunto de unidades consumidoras.
3.1.1 Indicadores de Continuidade Individuais
Os indicadores de continuidade individuais deverão ser apurados para todas as UC’s conectadas ao sistema de distribuição. Estes são divididos em:
a) Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (DIC), expressa em horas e centésimos de horas e calculado pela fórmula:
𝐷𝐼𝐶 = ∑ 𝑡(𝑖)
𝑛
𝑖=1
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural
b) Frequência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão (FIC), expressa em números de interrupções e calculada pela fórmula:
𝐹𝐼𝐶 = 𝑛 (
(9) c) Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de
Conexão (DMIC), calculado pela fórmula:
𝐷𝑀𝐼𝐶 = 𝑡(𝑖)𝑚á𝑥 (
(10) d) Duração da Interrupção Individual ocorrida em Dia Crítico por Unidade Consumidora ou
por Ponto de conexão (DICRI), expressa em horas e centésimos de horas e calculado pela fórmula:
𝐷𝐼𝐶𝑅𝐼 = 𝑡_𝑐𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑜 (
(11) Onde:
i = é o índice de interrupções da unidade consumidora no período de apuração, variando de um a n;
n = é número de interrupções da unidade consumidora considerada no período de apuração; t(i) = corresponde ao tempo de duração da interrupção (i) da unidade consumidora
considerada ou ponto de conexão, no período de apuração;
t(i) máx. = valor correspondente ao tempo da máxima duração de interrupção contínua (i), no período de apuração, verificada na unidade consumidora considerada, expresso em horas e centésimos de horas;
A ANEEL define Dia Crítico no PRODIST Módulo 1 como sendo o dia em que a quantidade de ocorrências emergenciais, em um determinado conjunto de unidades consumidoras superem a média acrescida de três desvios padrões dos valores diários. A média e o desvio padrão a serem usados serão relativos aos 24 (vinte e quatro) meses anteriores ao ano em curso, incluindo os dias críticos já identificados.
Para a realização dos cálculos de DIC, FIC e DMIC não serão consideradas as seguintes interrupções:
a) Falha nas instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros;
b) Interrupção decorrente de obras de interesse exclusivo do consumidor e que afete somente a unidade consumidora;
c) Interrupção em Situação de Emergência;
d) Suspensão por inadimplemento do consumidor ou por deficiência técnica e/ou de segurança das instalações da unidade consumidora que não provoque interrupção em instalações de terceiros, previstas em regulamentação;
e) Vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União; f) Ocorridas em Dia Crítico;
g) Oriunda de atuação de Esquema Regional de Alívio de Carga estabelecido pela ONS. (PRODIST, 2018, Mód. 8)
Para o cálculo do DMIC, além das interrupções referidas acima, também não deverão ser considerados aqueles provenientes de desligamentos programados, desde que os consumidores sejam devidamente avisados e o início e fim da interrupção esteja dentro do programado. (PRODIST, 2018, Mód. 8)
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Estudo da Implementação de Indicadores de Falta em um Alimentador Rural
Na apuração dos cálculos do DICRI as interrupções não consideradas são as mesmas do DIC e FIC, com a exceção, no que se refere às vinculadas a programas de racionamento instituídos pela União.
3.1.2 Indicadores de Continuidade Coletiva
Os indicadores de continuidade coletivos deverão ser apurados para cada conjunto de UC’s conectadas ao sistema de distribuição. Estes são divididos em:
a) Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (DEC), expressa em horas e centésimos de horas, dada pela fórmula:
𝐷𝐸𝐶 =∑ 𝐷𝐼𝐶(𝑖) 𝐶𝑐 𝑖=1 𝐶𝑐 ( (12)
b) Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora (FEC), expressa em número de interrupções e centésimos do número de interrupções, dada pela fórmula: 𝐹𝐸𝐶 =∑ 𝐹𝐼𝐶(𝑖) 𝐶𝑐 𝑖=1 𝐶𝑐 ( (13) Onde:
i = índice de unidade consumidora atendida em BT ou MT faturadas do conjunto;
Cc = número total de consumidoras faturadas do conjunto no período de apuração, atendidas em BT ou MT.
A ANEEL define que o DEC e FEC devem ser segregados de acordo com a causa geradora do evento nos seguintes indicadores:
